diseño de instalación fotovoltaica interconectada en el instituto de

TRABAJO FIN DE GRADO EN INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
DISEÑO DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA
INTERCONECTADA EN EL INSTITUTO DE
EDUCACIÓN SECUNDARIA SERPIS DE
VALENCIA.
AUTOR:
ÓSCAR MIRALLES PÉREZ
TUTOR:
EMILIO FIGUERES AMORÓS
Seleccion
Curso Académico: 2014-15
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Óscar Miralles
Instalación fotovoltaica en el IES Serpis de Valencia
“Quiero expresar mi agradecimiento al profesor Miguel Hervás y al
personal administrativo del instituto Serpis por el acceso a los datos
técnicos sobre los que se ha planteado este proyecto, así como al
profesor Emilio Figueres por su ayuda y tutoría durante la
realización del mismo”
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RESUMEN
El presente trabajo se centra en el diseño de una instalación fotovoltaica de 50kW interconectada en
el instituto de educación secundaria Serpis de Valencia. Se realiza un análisis de la tecnología
existente en la industria fotovoltaica y una selección de los equipos para la instalación según factores
técnico-económicos. Por último, se realiza un presupuesto y análisis de viabilidad económica.
Palabras clave: energía fotovoltaica, instalación, módulo, autoconsumo, inversor, conexión a red,
corriente continua, corriente alterna.
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RESUM
El present treball es centra en el disseny d’una instal·lació fotovoltaica de 50kW interconnectada en
el institut d’educació secundaria Serpis de Valencia. Es realitza un anàlisis de la tecnologia existent a
l’industria fotovoltaica y una selecció dels equips necessaris per a d’instal·lació segons factors
tecnicoeconòmics. Per últim, es realitza un pressupost y anàlisi de viabilitat econòmica.
Paraules clau: energia fotovoltaica, instal·lació, mòdul, autoconsum, inversor, connexió a ret, corrent
continua, corrent alterna.
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ABSTRACT
The aim of this document is to design a 50kW interconnected photovoltaics system at the Serpis
Institute of secondary education of Valencia. An analysis of the existent technology in photovoltaic
industry has been made, in order to select the necessary equipment according to technical and
economical features. Finally, an economical estimation and feasibility study has been performed.
Keywords: photovoltaic energy, installation, module, consumption, inverter, network connection,
direct current, alternating current.
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INDICE:
1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………………..………….…7
1.1. Energía solar y el efecto fotoeléctrico………………………………………………………….…….…...…..7
1.2. Células y paneles fotovoltaicos……………………………………………………………………….….….…….8
1.3. Instalaciones fotovoltaicas……………………………………………………………………………..….……..…9
2. OBJETIVOS…………………………………………………………………………………………………..……..…..….……..12
3. MEMORIA …………………..……………………………………………………………………………….……….…....…….13
3.1. Descripción de la instalación……………………………………………………………………………..….……13
3.2. Situación y emplazamiento de la instalación……………………………………………………..….……14
3.3. Elemento de la instalación solar fotovoltaica…………………………………………………..….……..16
3.3.1.Módulo fotovoltaico……………………………………………………………………………………….…..16
3.3.2.Inversor……………….………………………………………………………………….……………..…………..18
3.3.3.Estructura de soporte………………………………………………………………………………..….…….20
3.4. Cableado y tubos de protección……………………………………………………………………….…………20
3.5. Armarios de corriente continua……………………………………………………………………..…………..22
3.6. Armario de corriente alterna………………………………………………………………………….…..………23
3.7. Elementos de protección y seguridad……………………………………………………………..………….24
3.8. Puesta a tierra………………………………………………………………………………………….……..………….25
3.9. Contadores………………………………………………………………………………………………………….………26
3.10.
Producción anual esperada………………..…….………………………………………….….……….27
4. CÁLCULOS…………………………………………………………………………………………………………….……….……29
4.1. Dimensionado e la instalación fotovoltaica………………………………………………………..….……29
4.2. Dimensionado del generador.…………………………………………………………………….…..…...…….30
4.3. Conexión de los módulos………………………………………………………………………………..…..……..31
4.3.1.Módulos en serie…………………………………………………………………………………..….…..……32
4.3.2.Módulos en paralelo………………………………………………………………………………….……….33
4.4. Dimensionado del inversor…………………………………………………………………………….….…..…..35
4.5. Dimensionado estructura de soporte……………………………………………….………….…..…..……38
4.5.1.1.
Orientación e inclinación…………………………………………………..…..…...………38
4.5.1.2.
Sombreados, reducción por pérdidas………………………….…….………..………40
4.6. Dimensionado del cableado……………………………………………………….…….……………….………..44
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4.6.1.Cableado entre módulos y caja de conexiones…………………………….…………………..…..45
4.6.2.Cableado entre cajas de conexiones e inversor…………………………….………….….……….47
4.6.3.Cableado entre el inversor y el armario general de CA…………………….…....………….…48
4.6.4.Cableado entre el armario General de CA y el cuadro de conexión…………..............50
4.7. Dimensionado de los tubos………………………………………………………………………………..…....…..52
4.8. Dimensionado de las protecciones……………………………………………………….……….………………53
4.8.1.Protecciones de CC………………………………………………………………………………………………..53
4.8.2.Protecciones de AC…………………………………………………………………………………………….….54
5. Presupuesto……………………………………………………………………………………….………….……………..………56
6. Estudio de viabilidad………………………………………………………………………………..……..…….………………59
7. CONCLUSIONES………………………………………………………………………………………………..….……..…………64
8. PLANOS………………………………………………………………………………………………………………………….………65
9. BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………………….……..……………..…..…66
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1. Introducción
1.1.
Energía solar y el efecto fotoeléctrico
El Sol es una fuente de energía extremadamente potente que irradia energía procedente de las
reacciones nucleares de fusión que se producen en su núcleo. La superficie del astro se encuentra a
una temperatura de 5500ºC, emitiendo una enorme cantidad de energía al exterior en forma de
radiación electromagnética. La tierra recibe en el exterior de su atmósfera una potencia total de
1353 W/m2 medida sobe una superficie perpendicular.
La radiación emitida comprende toda la gama del espectro electromagnético, desde los rayos gamma
hasta las ondas de radio. Pero debido al efecto de la capa más externa de a estrella, el flujo de
energía emitida por el sol corresponde a la de un cuerpo a una temperatura aproximada de 6000K.
Si examinamos el espectro representado en la figura 1.1, observamos que la mayor parte de la
energía emitida por el sol se encuentra en la parte visible, representando el 47 % del total. Es cierto
que las radiaciones ultravioleta son muy energéticas pero también poco abundantes, representando
el 7% del total. Al contrario ocurre con las infrarrojas, que aunque representando el 46% del total
pero son mucho menos energético que las anteriores. Sin embargo, al entrar en la atmósfera se
produce una disiminución de la radiación incidente en la corteza terrestre recibiéndose tan solo
1000W/m2.
Figura 1.1: Espectro solar medido bajo tres masas de aire distintas. [1]
ol.htmhttp://www.censolar.es/especsol.htmhttp://www.censolar.es/especsol.htm
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Si tenemos en cuenta el carácter aleatorio de la presencia de días claros y nublosos a lo largo del año,
nos percatamos de que es imprescindible obtener datos estadísticos fiables de las diferentes
irradiaciones de cada época del año y en cada ubicación posible para realizar una instalación solar.
1.2. Células paneles fotovoltaicos
Los efectos fotoeléctricos tienen sus primeras observaciones a principios el sigo XIX, cuando fue
descrito por primera vez por Becquerel en 1839. Los trabajos en el efecto fotovoltaico llevaron a
Chapin, Fueller y Pearson a desarrollar en 1954, en los laboratorios Bell, la primera célula solar capaz
de convertir radiación solar en energía eléctrica.
La física que rige el funcionamiento de las células fotovoltaicas se basa en crear diferencias de
potencial en el interior del material basadas en el potencial de contacto y en la afinidad eléctrica para
la creación de campos eléctricos.
Así pues, las células convencionales están constituidas por dos regiones dispuestas una sobre la otra,
la denominada n, la cual ha sido dopada (impurificada) con átomos de fósforo en la estructura
cristalina de silicio, y la región p, dopada en este caso con boro. Se consigue crear una diferencia de
potencial Vc entre las capas p-n debido a que el fósforo tiene un electrón más de valencia que el
silicio y el boro uno menos. Consecuentemente, el campo eléctrico dirigido de la zona n hacia la p
tiende a enviar los electrones hacia la zona n y los huecos hacia la p. Cuando inciden fotones sobre la
capa superior de la célula, algunos enlaces se rompen, generando pares electrón-hueco. Si esta
generación supera la longitud de difusión, por el fuerte campo eléctrico existente en la unión se
moverán los electrones hacia la zona n y el hueco hacia el p, dando lugar a una corriente eléctrica.
La materia base de las células son materiales semiconductores, existiendo una amplia gama de
composiciones y estructuras entre los que destacan el arseniuro de galio, sulfuro de cadminio/
sulfuro de cobre, bifaciales, silicio amorfo, silicio monocristalino, silicio policristalino, y células de
capa delgada de CuInSe2/CdS o CdTe/CdS entre otros. De entre ellas, para las instalaciones
fotovoltaicas destinadas al autoconsumo, las que mayor aceptación tienen son las de silicio
monocristalino y policristalino.
Las células de silicio monocristalino son las más utilizadas en la actualidad debido a la gran industria
ya establecida en este mercado. La materia prima empleada es principalmente el óxido de sílice, el
cual hay que purificar en mediante un complejo para obtener concentraciones del 99.9999. A este
silicio puro conocido de grado electrónico hay que fundirlo a una temperatura de 1400ºC con
impurezas de boro. Posteriormente mediante una varilla con un germen de silicio en el extremo se
consigue extraer lingotes de silicio sólido de la masa fundida. Una vez que se obtiene el bloque se
silicio se trocea en finas obleas que posteriormente se transformarán en células solares. Este método
de fabricación resulta caro y costoso, sin embargo se alcanzan altos rendimientos, del orden del 16%
al 21%.
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Sin embargo, las células de células fotovoltaicas de silicio policristalino están fabricadas mediante
otro proceso productivo en el que los costes no son tan elevados. Sin embargo, también es cierto
que esto repercute notablemente en un menor rendimiento encontrándonos en un rango de entre el
13% al 16%.
Para la formación de módulos fotovoltaicos se agrupan entre 20 y 60 de estas células y se conectan
de forma óptima entre ellas para su integración en el sistema. De esta forma se suelen clasificar en
función de la tensión de salida de 6V, 12V y 24V o bien de la potencia nominal del panel,
aproximadamente entre los 10W a los 300W. Todo ello se encuentra debidamente encapsulado y
protegido de los agentes exteriores que sino oxidarían los elementos electrónicos dejándolos
inservibles, como podemos observar en la figura 1.2.
Figura 1.2: Módulo fotovoltaico [2]
1.3. Instalaciones fotovoltaicas
Como se ha visto, los módulos fotovoltaicos tienen una potencia que oscila entre los 10W y 300W.
Sin embargo, un gran número de aplicaciones requieren mayores potencias por lo que se hace
imprescindible tener que conectar varios de estos paneles para poder satisfacer las necesidades de la
instalación. El caso más habitual consiste en una instalación cuyas necesidades energéticas pueden
extenderse a lo largo de las 24h del día, por lo que se hace indispensable desarrollar algún sistema
para poder proporcionar suministro eléctrico sin interrupciones. En función de la solución tomada
para satisfacer este requerimiento, se pueden clasificar las instalaciones fotovoltaicas genéricamente
en dos categorías:
 Instalaciones o sistemas autónomos de la red eléctrica
 Instalaciones o sistemas conectados a red eléctrica
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Instalaciones o sistemas autónomos de la red eléctrica
La energía eléctrica producida se utiliza para pequeños consumos, situados en el mismo lugar de la
instalación o en las cercanías. De entre sus aplicaciones principales podemos encontrar: suplir con
energía eléctrica a viviendas alejadas de la red eléctrica, aplicaciones agrícolas y ganaderas,
señalización y comunicación, iluminación pública de calles o sistemas de depuración de aguas entre
otras.
En estas aplicaciones, con el objetivo de disponer de electricidad durante la noche o periodos de
poca insolación, se hace imprescindible recurrir a un sistema de acumulador de energía
generalmente mediante baterías con el correspondiente regulador de carga. Estos sistemas deben
dimensionarse para satisfacer la totalidad de la demanda energética, a menos que se disponga de un
sistema de apoyo, como un grupo electrógeno. En la figura 1.3podemos observar un esquema básico
de instalación autónoma o aislada.
Receptor AC
Regulador
Convertidos CC/AC
CC
AC
Módulos
fotovoltaicos
Acumuladores
Figura 1.3: Esquema de conexión aislada
Instalaciones o sistemas conectados a red eléctrica
En éstos, la fracción o la totalidad de la energía producida se entrega a la red eléctrica. La diferencia
entre la energía eléctrica entregada por la instalación fotovoltaica es facturada a un precio
reglamentariamente establecido por la administración, o bien pactado con la compañía, y supone un
ingreso económico. En cambio que la energía eléctrica consumida por el resto de las instalaciones
debe comprarse a la compañía distribuidora al precio marcado. En estas instalaciones no es
imprescindible vincular el dimensionado de la instalación al consumo estimado puesto que la
conexión a la red sigue estando presente, pudiéndose hacer uso de ella en cualquier momento,
independientemente de la producción de la instalación fotovoltaica.
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Una instalación fotovoltaica conectada a red precisa de un menor número de componentes debido
fundamentalmente a que no precisa de un sistema externo de almacenamiento, ni en consecuencia
de un regulador. En efecto, en estas instalaciones la energía eléctrica generada por los paneles
fotovoltaicos pasa directamente al inversor, que la transforma y la entrega (tras pasar por los
elementos de medida y protección) como corriente alterna a la red.
Se distinguen dos aplicaciones principales:
 Centrales fotovoltaicas: En las que toda la energía eléctrica se inyecta a la red
 Sistemas integrados en los edificios: Donde la energía producida satisface una parte de la
demanda eléctrica del edificio en las horas de gran consumo y la energía sobrante en las
horas de menor consumo se vende a la red eléctrica. El objetivo buscado que se persigue en
las instalaciones en los edificios es el aprovechamiento de las posibilidades arquitectónicas
que ofrecen los tejados y fachadas para instalar captadores fotovoltaicos y reducir la compra
de energía eléctrica a las redes convencionales.
Convertidos CC/AC
Sistema de
interconexión
Receptor AC
CC
AC
Módulos
fotovoltaicos
Red eléctrica
Figura 1.4: Esquema de conexión a red
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2. OBJETIVOS
El objetivo de este Trabajo Final de Grado es el diseño de una instalación fotovoltaica interconectada
de 50kW ubicada en la cubierta del instituto de educación secundaria Serpis de Valencia. También la
realización de un estudio técnico-económico para analizar la viabilidad y rentabilidad del proyecto
diseñado. Con todo ello se pretende reducir la dependencia energética de la institución pública,
consiguiendo un cierto grado de autoabastecimiento y reducir el impacto ambiental que tiene en el
medio ambiente el uso de energía proveniente de energías fósiles sustituyéndolas por energías
limpias.
Los objetivos específicos a desarrollar:




Estimación de las necesidades energéticas en función del consumo habitual.
Determinación de la potencia máxima teórica en función de la superficie disponible.
Análisis de costes.
Análisis de viabilidad económica.
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3. MEMORIA
3.1. Descripción de la instalación
El proyecto realizado tiene por objetivo la instalación de un sistema fotovoltaico de 50kW de
potencia nominal conectada a la red de BT en el instituto de educación secundaria Serpis de
Valencia. Su misión es satisfacer parte de la demanda generada en el edificio y contribuir a la
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero asociados al consumo eléctrico de la red y,
así, minimizar la huella de carbono de la institución.
El colegio está formado por dos grandes pabellones rectangulares, ambos candidatos a situar la
instalación fotovoltaica. Sin embargo, se ha seleccionado el edificio norte para su ubicación, ya que
presenta menores pérdidas de sombras producidas por edificios colindantes y tiene un espacio
disponible de 850 m2 para el despliegue de los paneles.
La instalación fotovoltaica está compuesta por 228 módulos del modelo JKM260P de 260 W de
potencia nominal, constituyendo todos ellos una instalación de 59,28 kWp. Los módulos estarán
dispuestos en 12 ramas conectadas en paralelo, formadas cada una por 19 paneles acoplados en
serie, y todos ellos controlados por un inversor trifásico modelo Ingecom Sun 50 kW que inyectará
corriente alterna a 50Hz en la red de baja tensión (230/400V). Con ello se pretende obtener una
producción eléctrica de 80 MWh/año que será aprovechada por las instalaciones del instituto.
Respecto al ahorro económico, se cubrirá mensualmente un porcentaje variable del consumo
eléctrico. La amortización del sistema dependerá del marco legislativo en el que se encuentre a lo
largo de su vida útil, ya que por la experiencia de los últimos años hemos podido comprobar que se
trata de un sector muy volátil y sujeto a las modificaciones de las retribuciones. Así pues, no se
puede afirmar su rentabilidad económica sin margen de error.
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3.2. Situación y emplazamiento de la instalación
La instalación solar fotovoltaica se situará en Valencia, España. El instituto de educación secundaria
Serpis se localiza en la calle José María de Haro, 63, en las proximidades de la Universitat Politècnica
de València. El emplazamiento tiene coordenadas de Lat 39º28’50’’, Long 00º21’59’ W y una altitud
de 11m sobre el nivel del mar. El centro educativo tiene una orientación de 20º W. En la figura 3.1
podemos observar la localización de la instalación.
UPV
Figura 3.1: Localización de la instalación [3]
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El centro cuenta con una superficie útil total para el aprovechamiento solar en la cubierta de 1900 m2
distribuida principalmente en dos grandes pabellones rectangulares. Ambos podrían ser válidos para
instalar los generadores fotovoltaicos, sin embargo el edificio sur es más susceptible de tener
mayores pérdidas por sombreado de obstáculos cercanos. Por ello se ha decidido situarlo en el
pabellón norte, no estando por ello exento de sombras, por lo que se deberá realizar un estudio
acerca de en qué medida afectan a la producción. Se puede observar en la figura 3.2 la zona de
proyección de la instalación
Figura 3.2: Ubicación de la instalación [3]
Así pues, se ha necesitado determinar las dimensiones y localización de los edificios respecto a la
ubicación de nuestro edificio de estudio. Para ello se ha empleado un medidor laser de gran precisión
para poder determinar la localización exacta de los obstáculos y calcular las pérdidas de sombreado
de forma rigurosa.
Una vez determinados los parámetros geométricos de los obstáculos se debe determinar la
orientación e inclinación de los módulos. Estarán orientados al sur para su mayor aprovechamiento
solar ya que nos encontramos en el hemisferio norte, y con una inclinación de 38º respecto a la
horizontal, ángulo óptimo que maximiza la producción eléctrica anual.
Finalmente, una vez realizada la simulación, obtenemos como resultado unas pérdidas anuales
totales por elementos de sombra del 6,8% respecto al total de la radiación total incidente, estando
dentro de los límites aceptados por el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a
Red PCT-C-REV – julio 2011.
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3.3. Elementos de la instalación fotovoltaica
3.3.1. Módulo fotovoltaico
La elección del módulo fotovoltaico puede estar regida por varios criterios, de entre los cuales se ha
seguido el siguiente razonamiento para su elección:
En primer lugar, el factor limitante que determina la selección del panel es el número de paneles
máximo que es posible instalar en la cubierta en función de la superficie útil disponible. En nuestro
caso se dispone de una superficie disponible para la instalación de módulos de 850 m2. Teniendo en
cuenta su geometría y el espacio mínimo que hay que disponer entre una fila y otra de módulos para
evitar sombreados, se ha determinado que el máximo número de paneles que son posibles instalar
es 250 módulos. Así pues, teniendo como objetivo una potencia nominal cercana a 60kWp,
necesitábamos módulos de al menos 240W para instalar el número máximo de paneles. De este
modo podemos obtener una primera aproximación de las dimensiones de la instalación.
El siguiente criterio a tener en cuenta es la tecnología a emplear en función de la aplicación. En la
actualidad existen principalmente dos tipos diferentes de células fotovoltaicas. En primer lugar nos
encontramos células de silicio monocristalino, la cual se caracteriza por una alta eficiencia de
conversión eléctrica, llegando a rendimientos que rondan del 16% al 21% algunos fabricantes, y con
una vida útil que supera los 25 años. Sin embargo, esta tecnología tiene un alto coste. Por otro lado,
nos encontramos las células de silicio policristalino, cuyo rendimiento es menor, encontrándose
entre un 13% a un 16% en función del fabricante con la ventaja de un coste menor.
Puesto que la superficie disponible no es un factor limitante en nuestra instalación, nos inclinamos a
seleccionar un módulo policristalino, ya que a pesar de que será necesario instalar más unidades
debido a su menor eficiencia, el coste total será más reducido, contribuyendo a recuperar la
inversión en un plazo de tiempo menor.
Una vez conocido este valor aproximado, existe una gran oferta de módulos de parámetros técnicos
similares. Así pues, el siguiente criterio a escoger ya no es tan determinante, puesto que la elección
del módulo puede estar influenciada por la confianza de cierto fabricante, fiabilidad, o ya cuestiones
que nada tienen que ver con características técnicas. Por consiguiente, obviando cualquier otro
factor no económico, se ha elegido un módulo de gama media de precio asequible. Así pues se ha
seleccionado el modelo JKM260P del fabricante JINKO, aunque sería válido otro de características
técnicas equivalentes.
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Tabla 3.1: Características eléctricas del módulo JKM260P [4]
Datos eléctricos (stc)
potencia nominal
Tensión punto de máxima potencia
Tensión en circuito abierto
Corriente en el punto de máxima potencia
Corriente de cortocircuito
Coeficiente de rendimiento del módulo
Tensión de sistema máxima admisible
Corriente inversa máxima
Rango de temperaturas
coeficiente de temperatura
coeficiente de temperatura
coeficiente de temperatura
valor
260
31,1
38,1
8,37
8,98
15,89
1000
15
-40, +90
-0,41
-0,31
0,06
Unidad de medida
W
V
V
A
A
%
Vcc
A
ºC
%/ºC
%/ºC
%/ºC
Dicho módulo está compuesto por 60 células de silicio policristalino de dimensiones (156x156mm)
con un rendimiento global del 15,89 %. Además, el fabricante garantiza una potencia del 90% a los 12
años y del 80 a los 25, con una degradación lineal como podemos observar en la figura 3.3.
Figura 3.3: Reducción del rendimiento del módulo fotovoltaico JKM260P [4]
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El fabricante también facilita la variación de la potencia entregada por el módulo fotovoltaico en
función de la irradiación que recibe el panel, representada en la figura 3.4 .
Figura 3.4: Potencia de salida del módulo en función de la irradiación [4]
3.3.2.
Inversor
El inversor es el elemento encargado de convertir la corriente continua producida por los paneles en
corriente alterna de la misma frecuencia de red (50Hz), además de inyectarla de forma sincronizada.
Por otra parte, se encarga de modificar los parámetros eléctricos de intensidad y tensión de los
módulos para poder extraer de ellos la máxima potencia posible en cada instante (MPP). Así pues, en
este caso se ha seleccionado el inversor Ingecon® Sun 50 del fabricante Ingoteam, cuya potencia
nominal es 50 kW, pero la máxima potencia pico que puede asumir en DC es de 65kWp, siendo capaz
de soportar la potencia instalada en nuestro proyecto. Las características técnicas principales
aparecen reflejadas en la tabla 3.2:
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Tabla 3.2: Características eléctricas del inversor Ingecon® Sun 50 [5]
Ingecon® Sun 50
Potencia
Potencia entrada máxima
ENTRADA INVERSOR
rango de tensión MPP
Tensión máxima DC
Nº entradas DC
MPPT
VALORES DE SALIDA (AC)
Potencia nominal
Corriente máxima AC
Frecuencia nominal AC
Coseno Phi
Tasa distorsión armónica (THD)
Máxima eficiencia
consumo nocturno
Consumo standby
Grado de protección
50
65
kW
kWp
900
750
900
143
V
V
V
A
50
93
50/60
1
<3
96,3
1
30
IP 20
kW
A
Hz
%
%
W
W
Además, el inversor seleccionado integra una serie de protecciones de corriente continua y corriente
alterna para proteger dicho equipo como parte de la instalación fotovoltaica. Las protecciones que
incluye son:










Aislamiento galvánico entre la parte de DC y AC.
Contra polarizaciones inversas.
Contra cortocircuitos y sobrecargas en la salida.
Contra fallos de aislamiento.
Anti-isla con desconexión automática.
Seccionador en carga DC.
Fusibles DC.
Seccionador- magnetotérmico AC.
Descargadores de sobretensiones DC.
Descargadores de sobretensiones AC
El inversor estará localizado en la cubierta del edificio, resguardado de los elementos exteriores bajo
un techo ya existente. Sin embargo el grado de protección ofrecido por el fabricante es un IP20, es
decir, protege frente a la entrada de cuerpos sólidos con un diámetro superior a 12mm, sin embargo
no está protegido frente a la entrada de agua. Acorde con lo indicado en la PCT-C-REV – julio 2011
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proporcionado por el IDAE, se requiere un grado de protección mínima de un IP65. Para cumplir
dicho cometido, se instalará el inversor y el armario de corriente alterna en el interior de un cuadro
general con un grado de protección igual o superior a lo establecido en por la norma antes señalada.
3.3.3.
Estructura de soporte
Los paneles serán colocados en la cubierta del edificio con una inclinación de 38º respecto a la
horizontal. Para ello, utilizaremos unas estructuras de soporte prefabricadas para la correcta
orientación y su sujeción de los módulos.
Se utilizarán varios modelos de la gama STR03H-1642-994 del fabricante TECHNO SUN, cada uno con
capacidad de 2, 3, 5 o 7 módulos para su correcta distribución a lo largo de la superficie útil. Gracias a
la selección de diferentes estructuras podemos reducir ligeramente el coste total de la instalación.
Las estructuras están formadas por perfiles de aluminio que permiten la óptima orientación de los
paneles, permitiendo ajustar la inclinación entre los 30º y 60º. Todos ellos cuentan con una toma de
conexión a tierra para evitar fallos de aislamiento y proteger la instalación frente a contactos directo.
Del mismo modo, todos cumplen con la normativa AS/NZS 1170.
3.4. Cableado y tubos de protección
El cableado de la instalación se puede clasificar en dos subgrupos. El primero, que trabaja en
corriente continua y va desde los módulos hasta el inversor y, el otro, que va desde el inversor hasta
el punto de conexión de la red trifásica de baja tensión. Así pues, cada uno ha sido dimensionado en
función de sus características. Para ambos tramos se empleará el mismo tipo de conductor, en este
caso el cable específico para instalaciones fotovoltaicas del fabricante PRYSMIAN modelo P-SUN 2.0.
Dicho cable está formado por un conductor de cobre con doble aislamiento de polietileno reticulado
(XLPE) y PVC capacitado para trabajar a una tensión nominal entre 0,6/1 kV.
Corriente continua:
Para el cableado de corriente continua nos acogemos a la norma AENOR EA 0038 en la cual se
especifica que el cableado debe ser unipolar flexible para instalaciones fotovoltaicas con seguridad
clase II, con la sección de los conductores comprendidas entre 2,5mm2 y 35 mm2.
Existen dos tramos principales en la instalación en la que se trabaja en corriente continua. El primero,
entre los módulos y los armarios de corriente continua, en la que se utilizará una sección de
conductor de 6mm2. Hemos de tener en cuenta que la conexión entre módulos se realizará con las
conexiones ya preinstaladas con las conexiones de seguridad TÜV de 4mm2 de sección de conductor.
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El segundo tramo, constituido por el cableado desde las cajas de conexiones al inversor, será
cubierto por una sección de cable de 35mm2.
Corriente alterna:
Para la parte de corriente alterna se emplearán tres fases más el neutro, ya que nos encontramos
con un sistema trifásico a la salida del inversor, debido a su considerable potencia. Se dimensionará
la sección de los conductores en función de la intensidad máxima que se pueda alcanzar y la caída de
tensión máxima admisible. Al igual que en la parte de continua, también se divide en dos secciones.
La primera que va desde el inversor al cuadro de corriente alterna y, el segundo, que va del cuadro a
la acometida. Se utilizarán dos secciones diferentes de conductor, el primero de una sección de
25mm2 y el segundo mayor, de 70mm2, debido a la mayor distancia que debe recorrer este
segmento.
Tubos de protección:
El objetivo principal de disponer los conductores de la instalación dentro de un sistema de tubos es
protegerlos frente la degradación producida por los elementos climatológicos como al deterioro que
pueden originar roedores u otros animales en el aislamiento del mismo. La selección de los tubos se
realizará en función de la guía de BT-21, en la cual se especifica la sección mínima en función del
número de conductores que discurran por su interior y sus secciones. Tal y como expresa en la tabla
3.3:
Tabla 3.3: Criterio selección del diámetro de tubos
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Para la selección de los tubos se seguirán las indicaciones especificadas en la Guía BT-21 “La
superficie interior de los tubos no deberá presentar en ningún punto aristas, asperezas o fisuras
susceptibles de dañar los conductores o cables aislados o de causar heridas a instaladores o usuarios.
Las dimensiones de los tubos no enterrados y con unión roscada utilizados en las instalaciones
eléctricas son las que se prescriben en la UNE-EN 60.423. Para los tubos enterrados, las dimensiones
se corresponden con las indicadas en la norma UNE-EN 50.086 -2-4. Para el resto de los tubos, las
dimensiones serán las establecidas en la norma correspondiente de las citadas anteriormente. La
denominación se realizará en función del diámetro exterior. El diámetro interior mínimo deberá ser
declarado por el fabricante. En lo relativo a la resistencia a los efectos del fuego considerados en la
norma particular para cada tipo de tubo, se seguirá lo establecido por la aplicación de la Directiva de
Productos de la Construcción (89/106/CEE)” ( Guía BT-21).
En primer lugar se ha decidido seleccionar dos secciones distintas de tubos, para los diferentes
tramos de cableado. Para la parte de corriente continua, como todos los conductores tienen una
sección inferior a 35mm2 se empleará un tubo flexible metálico de sección 25mm2, mientras que para
la parte de corriente alterna se usará una sección de al menos 63 mm2.
3.5. Armarios de corriente continua (CC)
El objetivo de los armarios de corriente continua es el de unificar las diferentes ramas de la
instalación en un punto y de ahí a través de un único conductor transferir la potencia generada al
inversor fotovoltaico. En nuestro caso se instalarán dos armarios en los que se subdividirá el conjunto
de módulos entre ambos de forma equitativa. De este modo conseguimos sectorizar la instalación
fotovoltaica ofreciendo ciertas ventajas respecto a la operación de la misma.
Del mismo modo, en el armario se sitúan todos los elementos de seguridad y operación necesarias
entre el inversor y los generadores fotovoltaicos. En este caso es necesario instalar fusibles que
protejan ambos polos de cada rama con una intensidad de corte de 10A y que soporten tensiones de
hasta 1000V en corriente continua. También es imprescindible
incorporar un interruptor de seccionamiento con un poder de
corte de 900V para poder aislar el generador fotovoltaico del
inversor o realizar tareas de mantenimiento. Por último, es
aconsejable instalar protectores de sobretensión para
proteger la instalación frente a posibles elevaciones de la
tensión producidas por rayos en las inmediaciones.
Así pues, con estos requisitos se ha seleccionado el equipo de
protección de corriente continua del fabricante CAHORS,
modelo ARF1-65-INT125-6S-CIL10-ST mostrado en la figura
3.5, el cual cuenta con los dispositivos de protección
Figura 3.5: Caja de conexiones CC [6]
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enunciados anteriormente y con capacidad para conectar los 6 strings necesarios. Está fabricado de
poliéster reforzado con fibra de vidrio ofreciendo un grado de protección IP66. Se ha elegido el
modelo con mayor índice de estanqueidad, ya que al estar expuesto a la intemperie necesitaremos
una buena protección frente a los elementos.
3.6. Armario de corriente alterna AC
El objetivo del armario de corriente alterna es proteger eléctricamente la línea de salida del inversor
hasta la entrada del equipo de protección y medida regulado por la compañía eléctrica.
Este equipo debe ir compuesto por un interruptor Magneto-térmico de 100A y un interruptor
diferencial para proteger a las personas frente a contactos directos o indirectos. Así pues, se ha
seleccionado el armario del fabricante CAHORS modelo UNCA-100A mostrado en la figura 3.6 sin
rearme automático del interruptor diferencial. Este modelo consta con un grado de protección IP55,
siendo menor que lo estipulado por el PCT-C-REV – julio 2011 del IDAE, con lo que será instalado en
un cuadro general con un grado de protección igual a superior a un IP65 conjuntamente con el
inversor para proteger ambos elementos de partículas y la entrada de agua.
Figura 3.6: Caja de conexiones AC [6]
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3.7. Elementos de protección y seguridad
El sistema de protecciones debe cumplir con lo establecido en el Real Decreto 1699/2011, de 18 de
Noviembre, tal como indica el pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red del
IDAE, cuyo objetivo es la correcta operación y seguridad de la instalación y de las personas que
puedan entrar en contacto con ella.
De este modo, se ha de proteger la instalación frente a sobreintensidades, sobretensiones y faltas de
aislamiento. Del mismo modo, deben incorporarse elementos seccionadores e interruptores para
poder desconectar la instalación de la red o para realizar labores de mantenimiento.
Al igual que el cableado, la selección de protecciones se realizará de forma independiente en la parte
de corriente continua y alterna.
Corriente continua:
En la parte de corriente continua se instalarán un total de 24 fusibles, instalando en ambas
polaridades de cada una de las 12 ramas. Con el objetivo de protegerlo frente a cortocircuitos que
pudieran degradarlos, se instalarán dos protectores de sobretensión y seccionadores para la
operación, cada uno en un armario.
Los fusibles son los elementos de protección que abren el circuito en caso de una subida de
intensidad por encima del valor establecido. Son utilizados para la protección de equipos, cableado e
instalaciones. Sin embargo, en el caso que nos ocupa, su función principal es la protección de los
módulos, ya que son los elementos más sensibles de la instalación, estando los conductores
seleccionados para soportar unas intensidades mayores que en los módulos.
Para la selección de los fusibles se ha calculado la intensidad máxima que son capaces de soportar los
módulos ya que es el factor crítico. Así pues, se han escogido fusibles de intensidad de corte de 10A,
del tipo gPV, ya incluido en la caja de conexiones seleccionadas. Además se instalará la caja de
conexiones ARF1-65-INT125-6S-CIL10-ST del fabricante CAHORS, con capacidad para la conexión de 6
strings con sus correspondientes fusibles ya preinstalados, interruptor de corte y descargador de
tensión.
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Corriente alterna:
Al llevar incorporado el inversor las protecciones necesarias para proteger dicho equipo contra
sobretensiones y sobreintensidades, tan solo es necesario instalar un interruptor magnetotérmico y
otro diferencial para corriente alterna.
Por tanto, se va a instalar un cuadro de protecciones de CA en el que se instalará un interruptor
magnetotérmico de 100A, ya que la máxima salida del inversor son 93A, y uno diferencial para
proteger frente a contactos directos e indirectos. Con esta finalidad se ha elegido un equipo sin
rearme automático del interruptor diferencial, ya que el sobrecoste que implica no se ve
recompensado. El modelo elegido ha sido el UNCA-100A del fabricante CAHORS.
3.8. Puesta a Tierra
Se seguirán las instrucciones y especificaciones recogidas en el ITC-BT-18: “Las puestas a tierra se
establecen principalmente con objeto de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan
presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y
eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. Cuando
otras instrucciones técnicas prescriban como obligatoria la puesta a tierra de algún elemento o parte
de la instalación, dichas puestas a tierra se regirán por el contenido de la presente instrucción.
La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una
parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma
de tierra con un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo. Mediante la instalación de
puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima
del terreno no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso
a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen atmosférico.
Los conductores de protección sirven para unir eléctricamente las masas de una instalación a ciertos
elementos con el fin de asegurar la protección contra contactos indirectos. En el circuito de conexión
a tierra, los conductores de protección unirán las masas al conductor de tierra. En otros casos reciben
igualmente el nombre de conductores de protección, aquellos conductores que unen las masas: - al
neutro de la red, - a un relé de protección. La sección de los conductores de protección será la
indicada en la tabla 3.4, o se obtendrá por cálculo conforme a lo indicado en la Norma UNE 20.460 5-54 apartado 543.1.1.” (ITC-BT-18)
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Tabla 3.4: Criterio selección conductor puesta a tierra
Sección de los conductores de fase de la sección mínima de los conductores de protección
instalación S (mm2)
de Sp (mm2)
S<= 16
Sp=S
16<S<=35
Sp=16
S>35
Sp= S/2
Además, se ha de tener en cuenta lo referente a la puesta de tierra en el documento de Pliego de
Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red IDAE ( PCT-C-REV – julio 2011).
“5.9.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12)
sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja
tensión.
5.9.2 Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generador
fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la Memoria de
Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición.
5.9.3 Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna,
estarán conectadas a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa
distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.” (Fuente: PCT-C-REV – julio 2011).
3.9. Contadores
En lugar de instalar un contador bidireccional que mida directamente la diferencia entre la energía
consumida y producida, se instalará uno lo más cerca de la acometida que mida el flujo de energía
inyectada por el sistema fotovoltaico y, otro, que obtenga el valor de la energía consumida por el
centro. La energía total facturada será el resultado de restar los valores obtenidos en cada contador
independientemente. Se realizará esta instalación ya que resulta más económico que un único
contador bidireccional. Todo ello debe ir correctamente
precintado por la empresa distribuidora.
En la instalación descrita en este proyecto se instalará un
contador trifásico a la salida de la instalación fotovoltaica lo
más cerca de la acometida. Se ha seleccionado el modelo EC
360 mostrado en la figura 3.7, del fabricante HAGER con una
intensidad nominal de 100A de medida directa. En el
apartado de anexos se facilita la hoja de características
técnicas facilitada por el fabricante.
Figura 3.7: Contador EC 360 del
fabricante Hager [7]
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3.10.
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Producción anual esperada
Para el cálculo de la producción anual esperada se ha recurrido a la aplicación informática PVsyst
V6.18. Este es un software desarrollado por la universidad de Ginebra que cuenta con un reconocido
prestigio y gran fiabilidad para el análisis de instalaciones fotovoltaicas.
Dicho programa incluye una extensa base de datos climatológicos en el que se ha escogido la
localidad en la que se situará el proyecto, en este caso Valencia. A continuación también se define el
tipo de instalación a realizar, siendo conectada a red. Posteriormente, se seleccionan los elementos
propios de la instalación de la base de datos que ya incluye la aplicación y en la que se encuentran los
seleccionados en este proyecto, ya descritos anteriormente.
Finalmente, una vez seleccionados todos los equipos, se define la disposición de los módulos al igual
que su inclinación y orientación, ya que es un factor de gran influencia en la producción energética.
También es imprescindible realizar una representación en 3D de los obstáculos cercanos para tener
en cuenta las pérdidas por sombras, ya que pueden suponer un serio problema en algunos casos.
Una vez se han definido todos los parámetros del proyecto, se ha realizado la simulación
obteniéndose los siguientes resultados referidos en la tabla 3.5:
Tabla 3.5: Producción anual esperada [8]
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A la vista de los resultados expuestos en la tabla 3.5 podemos afirmar que la energía total producida
por la instalación fotovoltaica es de 85275 kWh/año. Representando el 46,7% de la demanda
eléctrica del centro educativo.
Sin embargo, hemos de tener en cuenta cuánta energía vamos a poder autoconsumir y cuánta vamos
a verter a red. Como vemos en la figura 3.8, hemos comparado la demanda mensual de las
instalaciones con la producción media mensual de la planta fotovoltaica. Como podemos observar en
el mes de Agosto principalmente observamos que la producción solar es mucho mayor que la
demanda eléctrica, siendo claro que verteremos una gran cantidad de energía.
Además del enfoque mensual, hemos de tener presente que de forma diaria tampoco somos capaces
de autoconsumir toda la energía producida ya que las curvas de producción y consumo no serán
idénticas, vertiéndose a red un porcentaje de la energía producida de forma diaria. A efectos de este
trabajo final de grado se va a realizar una hipótesis en la que supondremos que será posible
autoconsumir el 70% de la energía generada y verteremos el 30% restante a la red. Para confirmar
esta hipótesis sería necesario realizar un estudio posterior de forma exhaustiva en la que se realizaría
un seguimiento del consumo del centro durante un tiempo considerable para poder modelizar el
consumo y determinar con exactitud la energía consumida.
consumo/producción (kWh)
25000
20000
15000
producción 38
10000
consumo
5000
0
Figura 3.8: comparación consumos/producción fotovoltaica
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4. CÁLCULOS
A continuación se presentarán los cálculos técnicos de los elementos de la instalación, así como la
justificación de la selección de los diferentes equipos elegidos.
En primer lugar se realizará un cálculo de forma manual y, posteriormente y para una mayor
precisión, se hará uso de la aplicación informática PVsyst v.6.3.8. También se empleará este
programa para realizar una evaluación económica y una estimación de la energía total generada.
4.1. Dimensionado de la instalación fotovoltaica:
Para realizar el dimensionamiento es necesaria una estimación respecto al tamaño total de la
instalación y se calculará el número de módulos necesarios para el generador fotovoltaico y cuál es la
forma óptima de conexión entre ellos. Para ello se ha de determinar la demanda energética
existente a la que hay que hacer frente y la disponibilidad de superficie útil para situar la instalación
generadora.
En este proyecto se ha realizado un estudio preliminar de la potencia y consumo de energía eléctrica
de la institución. Para ello se ha analizado las facturas energéticas de los últimos tres años. El
contrato existente con la compañía comercializadora es del tipo 3.0A, es decir, existen tres costes
diferentes de la energía a lo largo del día según unas franjas horarias preestablecidas. Por otra parte,
la potencia contratada para todos los periodos es de 70 kW. Así pues, analizando las facturas de los
últimos tres meses podemos conocer aproximadamente el consumo medio para cada franja horaria
como se puede observar en la tabla 4.1:
Tabla 4.1: Consumo eléctrico real por franjas horarias
Periodo horario
Punta
Llano
Valle
Consumo eléctrico (kWh)
2717
11269
2777
Además, hemos de conocer cuáles son estas franjas horarias para saber cuándo se producen dichos
consumos y si coincidirán con nuestra producción fotovoltaica. Estos horarios para la tarifa 3.0A han
sido establecidos en el Orden ITC/2794/200, de 27 de septiembre. En la tabla 4.2 podemos observar
cuáles son estos horarios tanto en invierno como en verano:
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Tabla 4.2: Franjas de discriminación horaria
Zona
Invierno
Península
Punta
18-22
Verano
Llano
18-23, 22-24
Valle
0-8
Punta
11-15
Llano
8-11, 15- 24
Valle
0-8
Teniendo estas consideraciones en cuenta, se ha decidido realizar una instalación utilizando el ala
norte del edificio, ya que es la que presenta menores pérdidas por sobras de edificios cercanos y
tiene el área suficiente para la potencia proyectada. Se ha decidido instalar un campo generador de
60 kWp, Potencia suficiente para cubrir un gran porcentaje de la demanda y que evita tener
excedente de generación.
4.2. Dimensionado del generador
El sistema fotovoltaico proyectado tiene una potencia pico de 60 kW. Por tanto la instalación debe
aproximarse tanto como sea posible a dicho valor. Por ello calculamos el número necesario de
módulos a instalar sabiendo que tienen una potencia unitaria de 260 W.
De acuerdo con los datos disponibles, el número necesario de módulos para entregar dicha potencia
será:
𝑁º =
𝑃𝑡𝑜𝑡
𝑃𝑚𝑜𝑑
-Donde:
Nº
Número de módulos a instalar
Ptot
Potencia proyectada de la instalación
Pmod
Potencia unitaria del módulo
Obteniendo como resultado:
𝑁º =
60000
= 231 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠
260
Es decir, necesitaremos un total de 231 módulos para alcanzar una potencia pico de 60kWp. Como se
explicará más adelante, se instalarán 228 módulos, alcanzándose una potencia pico del campo
generador de 59280Wp, muy próximo al deseado.
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4.3. Conexión de los módulos
La conexión entre los módulos depende de las características eléctricas de los paneles y de los
valores admisibles del inversor. Así pues, se debe conseguir un acoplamiento adecuado entre el
generador fotovoltaico y el inversor de modo que:



La tensión máxima del campo fotovoltaico debe ser inferior al de la máxima tensión del
inversor en DC.
La mínima tensión del campo fotovoltaico debe ser mayor que la tensión mínima que acepta
el inversor.
La máxima corriente del campo fotovoltaico debe ser inferior a la intensidad máxima que
soporta el inversor en DC.
Además de estas consideraciones, también se ha de realizar una serie de ajustes respecto a la
temperatura de operación ya que esta influye en los parámetros eléctricos de los módulos,
desviándose ligeramente de los datos estandarizados de catálogo. Para dichos ajustes se debe tener
en cuenta:


La tensión máxima en la instalación fotovoltaica se produce en circuito abierto, con la mayor
irradiación posible y la menor temperatura.
La mínima tensión en la instalación fotovoltaica se produce a la máxima temperatura de
operación esperable, despreciándose la influencia de la irradiación.
Además, al encontrarse nuestra instalación en la ciudad de Valencia, se ha recurrido a la Guía técnica
del IDAE de condiciones climáticas de proyecto. Así se ha determinado los valores de temperatura
máxima y mínima [9]:


Tmax= 40.3ºC
Tmin=-1.6ºC
Con lo que se ha corregido la temperatura máxima según la ecuación 4.1 de operación de los
módulos en función de la zona donde está ubicada como del parámetro NOTC del módulo:
𝑘𝑊 𝑁𝑂𝑇𝐶(º𝐶) − 20º
𝑇𝑚𝑎𝑥 = 𝑇𝑎𝑚𝑏−𝑚𝑎𝑥 (º𝐶) + 𝐺𝑚𝑎𝑥 ( 2 )
𝑘𝑊
𝑚
0.8 ( 2 )
𝑚
(4.1)
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Obteniendo como resultado:
𝑇𝑚𝑎𝑥 = 40.3 + 1 ∗
47º − 20º
≈ 74º𝐶
0.8
4.3.1. Módulos en serie
La elección del número de paneles en serie no tiene solución única, existiendo un cierto margen
determinado por las tensiones máximas y mínimas en las que puede trabajar el inversor, así como los
parámetros que afectan a la tensión de salida de los módulos.
El número máximo y mínimo de paneles en serie se determinará mediante las ecuaciones 4.2 y 4.3:
𝑉𝑑𝑐−𝑚𝑎𝑥
𝑁𝑠−𝑚𝑎𝑥 ≤ (
)
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑜𝑐 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑖𝑛 )
𝑁𝑠−𝑚𝑖𝑛
𝑉𝑚𝑝𝑝𝑡−𝑚𝑖𝑛
≥(
)
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝𝑡 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑎𝑥 )
(4.2)
(4.3)
Donde:
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑜𝑐 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑖𝑛 ) = 𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑜𝑐−𝑠𝑡𝑐 + 𝛽𝑉 (𝑇𝑚𝑖𝑛 − 25º)
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐 + 𝛽𝑉 (𝑇𝑚𝑎𝑥 − 25º)
Por tanto:
(
𝑉𝑚𝑝𝑝𝑡−𝑚𝑖𝑛
𝑉𝑚𝑝𝑝𝑡−𝑚𝑎𝑥
) ≤ 𝑁𝑠 ≤ (
)
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝𝑡 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑎𝑥 )
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝𝑡 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑖𝑛 )
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𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑜𝑐 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑖𝑛 ) = 38.1 + (−0,11811)(−1.6 − 25º) = 41.24𝑉
𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝 (𝐺𝑠𝑡𝑐 , 𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 31.1 + (−0,11811)(74 − 25º) = 25.3𝑉
Como se conoce el rango de tensiones de operación en la que trabaja el inversor, 405-750V y la
tensión máxima que es capaz de soportar 900V, podemos calcular:
(
405
900
) ≤ 𝑁𝑠 ≤ (
)
25.3
41.24
Por tanto, una vez conocido el intervalo de trabajo del inversor y las tensiones producidas en los
módulos, podemos concluir que el intervalo módulos a conectar en serie será de 15 a 21.
𝟏𝟓. 𝟗 ≤ 𝐍𝐬 ≤ 𝟐𝟏. 𝟖
4.3.2. Módulos en paralelo
Para definir el número de conexiones en paralelo a realizar hay que conocer la potencia del inversor,
el conjunto de módulos en serie que han sido conectados y la intensidad máxima que es capaz de
admitir el inversor a la entrada de DC.
Para ello, al igual que en el caso anterior, se ha de corregir la intensidad producida por los módulos
en función de la máxima temperatura de operación, ya que varían ligeramente respecto a los valores
de catálogo.
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐 + 𝛼𝑙 (𝑇𝑚𝑎𝑥 − 25)
Como podemos observar en la expresión 4.4, el número de módulos conectados en paralelo se
encuentra limitado inferiormente por los ya conectados en serie y superiormente por la intensidad
máxima admisible por el inversor.
𝑁𝑚𝑜𝑑
𝐼𝐷𝐶−𝑚𝑎𝑥
≤ 𝑁𝑝 ≤
𝑁𝑠
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 )
(4.4)
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Donde:
𝐼𝐷𝐶−𝑚𝑎𝑥
Intensidad máxima que soporta en inversor [A]
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 )
Intensidad máxima producida por los módulos [A]
𝛼𝑙
Coeficiente de Tª de corriente Isc [A/ºC]
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐
Intensidad de cortocircuito [A]
Resolviendo:
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 8.98 + 0.005388(74 − 25) = 9.24
Además, sabiendo que la máxima intensidad que soporta el inversor a la entrada en DC es de 143A:
𝑁𝑝 ≤
143
= 15
9.24
Finalmente, podemos concluir que el máximo número de ramas en paralelo que podemos conectar
es de 15. Sin embargo, el número mínimo de conexiones no se puede determinar con precisión ya
que depende del número de módulos conectados en serie.
Una vez obtenidos estos resultados se pueden analizar las distintas posibles combinaciones de
conexiones y determinar cuál es la óptima para nuestras necesidades, siempre teniendo en cuenta
las limitaciones de los equipos anteriormente calculadas.
Tabla 4.3: Comparativa conexiones entre módulos
NS
NP(N-MOD)=240
NP
N-MOD
P-GFV
VGFV-MPP-STC
VGFV-MPP-MIN
VGF-OC-MAX
IGFV-MAX
15
14
14
210
54600
466,5
379,68
618,62
129,41
16
13,12
14
224
58240
497,6
405,00
659,86
129,41
17
12,35
14
238
61880
528,7
430,31
701,10
129,41
18
11,66
12
216
56160
559,8
455,62
742,35
110,92
19
11,05
12
228
59280
590,9
480,93
783,59
110,92
20
10,5
12
240
62400
622
506,25
824,83
110,92
21
10
10
210
54600
653,1
531,56
866,076
92,44
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Como podemos observar en la tabla 4.3 se ha decidido instalar 19 módulos en serie distribuido en 12
ramas en paralelo. De esta forma conseguimos una potencia muy cercana a nuestro objetivo, con un
total de 228 módulos, cantidad admisible por la superficie disponible en la cubierta de nuestro
edificio. Además, se puede comprobar que con esta conexión el inversor trabaja dentro de sus
límites técnicos. Así pues obtenemos una potencia pico de 59280Wp.
4.4. Dimensionado del inversor
Para dimensionar la potencia y tipo del inversor se utilizan los siguientes criterios: potencia pico de la
instalación fotovoltaica y tipo de arquitectura de la instalación. En este caso se ha optado por la
selección de un único inversor común para todos los módulos. Por tanto, se calcula el factor de
dimensionado del inversor mediante la ecuación 4.5:
𝑃𝑑𝑐 − 𝑚𝑎𝑥
𝐹𝑠 =
𝑃𝑔𝑓𝑣 − 𝑚𝑝𝑝 − 𝑠𝑡𝑐
(4.5)
-Donde:
Fs
Factor de dimensionado del inversor
Pdc-max
Potencia del inversor máxima en DC
Pgfv-mpp-stc
Potencia pico de la instalación fotovoltaica
Obteniendo como resultado:
𝐹𝑠 =
55000
= 0.9278
59280
El número de módulos que se pueden conectar en serie y paralelo está estrechamente relacionado
con las características del inversor. Por ello se ha de realizar un proceso de selección en paralelo de la
arquitectura de la instalación junto con el inversor. Una vez realizada una primera aproximación de la
conexión entre los módulos comprobamos si el inversor es capaz de trabajar bajo dichas condiciones.
Como se ha explicado anteriormente, el inversor es un componente fundamental para la conversión
de corriente continua a corriente alterna necesaria para poder ser inyectada a la red trifásica. Para
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el dimensionado del inversor es necesario conocer las características de los módulos y su
configuración, es por ello que el dimensionado de ambos se realiza de forma paralela.
Por consiguiente, una vez seleccionada la arquitectura de la instalación debemos comprobar que el
generador fotovoltaico no excederá los límites eléctricos marcados por el inversor. Para ello hemos
de comprobar que los valores de tensión e intensidad creados por el generador fotovoltaico son
admisibles por el inversor seleccionado.
En primer lugar, se ha de calcular la tensión máxima con la expresión 4.6 que puede ser generada por
el conjunto de módulos fotovoltaicos:
(4.6)
𝑈𝐺𝐹𝑉 = 𝑁𝑠 𝑈𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑜𝑑 = 19 ∗ 31.1 = 590.9𝑉
Conociendo los valores de trabajo del inversor, los cuales son de 405V a 750V, podemos afirmar que
el equipo seleccionado será capaz de soportar dicha tensión.
Por otra parte, debe comprobarse con la expresión 4.7 que la intensidad generada en el campo
fotovoltaico no exceda de la máxima intensidad que admite la entrada del inversor en DC. Para ello
se ha de calcular la intensidad máxima que se puede producir en el campo fotovoltaico, la cual se
dará bajo las condiciones de máxima irradiación y a la máxima temperatura posible de operación:
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐 + 𝛼𝑙 (𝑇𝑚𝑎𝑥 − 25)
(4.7)
Dónde:
𝐼𝐷𝐶−𝑚𝑎𝑥 es la intensidad máxima que soporta en inversor [A]
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) es la intensidad máxima producida por los módulos [A]
𝛼𝑙 es el coeficiente de Tª de corriente Isc [A/ºC]
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐 es la corriente de cortocircuito [A]
Resolviendo dicha expresión para una temperatura ya calculada de 74ºC obtenemos:
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𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 8.98 + 0.005388(74 − 25) = 9.24
A partir de este valor, podemos calcular la corriente total en la entrada del inversor a partir del
número total de ramas en paralelo, tal que:
𝐼𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) = 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐 (𝑇𝑚𝑎𝑥 ) ∗ 𝑁𝑚𝑜𝑑 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙 = 9,24 ∗ 12 = 110.88𝐴
Finalmente, se puede comprobar que la intensidad máxima que pueden generar los módulos es
menor que la intensidad máxima que admite el inversor. Se cumple por tanto con las
especificaciones del fabricante.
𝟏𝟏𝟎. 𝟖𝟖𝑨 < 𝑰𝐦𝐚𝐱.𝒊𝒏𝒗 = 𝟏𝟒𝟑𝑨
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4.5. Dimensionado de la estructura de soporte
La estructura de soporte debe asegurar una correcta fijación al pavimento, así como garantizar una
estabilidad y resistencia suficiente frente a los elementos climatológicos sometidos. Del mismo
modo, garantizar la seguridad de la instalación y la correcta orientación de los módulos para un
correcto aprovechamiento solar deben constituir características prioritarias.
Para ello se han seleccionado las estructuras de aluminio TECHNO SUN, de diferentes modelos. Cada
una con una capacidad de 2,3,5 o 7 módulos por unidad. De esta forma conseguimos mayor
versatilidad para el aprovechamiento del área disponible sobre cubierta y una reducción del coste
total.
Todos ellos están formados por perfiles de aluminio y acero inoxidable con un rango de inclinaciones
entre 30º y 60º. Los modelos cumplen la normativa AS/NZS 1170
4.5.1. Orientación e inclinación.
La orientación e inclinación de los paneles tiene como objetivo maximizar la producción anual de
nuestra instalación obteniendo el máximo beneficio posible de su operación.
Sin embargo, para ello se ha de estudiar las demandas energéticas del centro educativo. Estudiando
la factura eléctrica podemos observar que a lo largo de todo el año el consumo energético es mayor
que lo que es capaz de proporcionar la instalación fotovoltaica excepto en el mes de agosto por la
propia inactividad del centro, en la que la instalación cubrirá la demanda existente y vertiendo a la
red la energía excedente, obteniendo por ella unos ingresos determinados.
Por tanto, nuestro objetivo es encontrar la orientación que maximice la producción anual a lo largo
del año teniendo en cuenta que durante el mes de agosto el excedente producido será
recompensado, pero a un precio relativamente reducido.
En primer lugar, se ha de orientar los paneles al Sur para un máximo aprovechamiento, ya que nos
encontramos en el hemisferio norte del planeta. En segundo lugar, respecto a la inclinación, el
óptimo el mismo valor para la latitud de Valencia es en este caso 39,5º. Sin embargo, con la ayuda de
la aplicación informática PVsyst se ha observado que el ángulo que maximiza la producción anual es
38º. Esta variación se debe a que el software contiene una serie de datos climatológicos a partir de
los cuales realiza una corrección respecto al original. Así pues, realizando un estudio con diferentes
ángulos de inclinación y teniendo en cuenta la actividad del colegio se ha confirmado que el ángulo
que mayor producción anual se obtiene es con 38º como se muestra en la figura 4.1.
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Figura 4.1: pérdidas por inclinación y orientación [8]
Realizando un estudio comparativo, se puede observar la diferencia entre las producciones
mensuales con una inclinación de 38º, 45º, 50º y 55º comparadas con el consumo mensual de un
año tipo como se observa en la figura 4.2:
Estudio comparativo inclinaciones
25000
20000
38º
15000
45º
10000
50º
5000
55º
0
consumo colegio
Figura 4.2: Comparativa de distintas inclinaciones
Como se puede observar, Con una inclinación de 38º conseguimos una producción anual mayor que
con una inclinación mayor que teóricamente favorece el aprovechamiento de la radiación solar en
invierno. Sin embargo hemos de tener en cuenta que la energía producida durante julio y agosto será
vendida a la red eléctrica obteniendo por ello unos ingresos relativamente bajos, aunque no
despreciables. En la tabla 4.4 observamos la energía total producida:
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Tabla 4.4: Comparativa de conexiones entre módulos [8]
En base a los datos y argumentos anteriormente expuestos, concluimos que la orientación óptima es
hacia el sur con una inclinación de 38º.
4.5.2. Sombreado, reducción por pérdidas
En primer lugar, se ha de determinar la separación entre las filas de módulos para evitar que existan
sombras entre unos y otros. Para ello se recurre al Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones
Conectadas a Red del IDAE en donde se determina la distancia medida en horizontal entre fila y fila
para que la sombra proyectada por un obstáculo de altura H, como se ha representado en la figura
4.3, que garantice al menos 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Así pues, la
distancia se calcula mediante la expresión 4.8:
(4.8)
𝑑=
ℎ
0.7817
=
= 1.98𝑚
tan(61 − 𝑙𝑎𝑡) tan(61 − 39.5)
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Donde:
Lat
Latitud de la ubicación
h
Altura de los paneles medidos en vertical
Figura 4.3: Diagrama de trayectorias del Sol [10]
De este modo se determina que la distancia que se ha de dejar entre filas de paneles es de 1.98m.
Para el cálculo de pérdidas en la instalación por sombras, recurrimos al Pliego de Condiciones
Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDAE, en donde en su anexo III podemos encontrar el
procedimiento a seguir para su evaluación.
Las pérdidas que serán calculadas representan el porcentaje de radiación global que incidiría sobre la
superficie fotovoltaica de no existir sombra alguna respecto a la que realmente incide sobre ella.
El procedimiento consiste en localizar los obstáculos que pueden afectar a la superficie, en términos
de su posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de
inclinación con respecto al plano horizontal). Así pues, se representa el perfil de obstáculos en la
figura proporcionada por el IDAE en el que se muestra la banda de trayectoria del Sol a lo largo de
todo el año. Dicha banda se encuentra dividida en zonas que representan el recorrido del sol para
unos intervalos de tiempo correspondientes a lo largo del año, como se puede observar en la figura
4.4.
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Figura 4.4: Diagrama de trayectorias del Sol [10]
Cada porción de la banda representa una aportación de irradiación solar anual sobre la superficie de
estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra total o parcialmente alguna sección del diagrama
implica una pérdida de irradiación. En el caso de ocultación parcial se utilizará un factor de llenado
(porcentaje oculto respecto al total de la porción) más próximo a los valores 0,25, 0,50, 0,75 ó 1. Una
vez determinado el porcentaje de llenado se utilizará la tabla más apropiada de ponderación de
pérdidas en función del ángulo azimut y de elevación β. En este caso un ángulo azimut es igual a cero
ya que está orientado al sur y una inclinación de 30º, ya que es lo más próximo a la inclinación de los
paneles en nuestro diseño.
Figura 4.5: Diagrama de trayectorias del Sol [10]
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Sin embargo, aunque esta metodología es muy práctica y sencilla para geometría sin gran
complicación, nos encontramos en una situación en la que nuestra instalación está situada en la
cubierta plana de un edificio de tres alturas sin impedimentos en la propia superficie, sí que
encontramos una serie de edificios de gran tamaño en la proximidades que pueden crear ciertas
pérdidas por sombras en nuestra planta fotovoltaica.
Así pues, para obtener una mayor precisión en el cálculo de pérdidas se ha recurrido a simular la
localización mediante el software PVsyst, en el que mediante un diseño en 3D es posible representar
los posibles obstáculos susceptibles a crear sombras. Para ello ha sido necesario determinar con la
mayor precisión posible las dimensiones y posicionamientos de dichos obstáculos respecto a nuestra
instalación. Para ello se ha empleado el medidor laser DistoTM D210 del fabricante Leica, con un
alcance de 80m y una precisión de +/-1mm. Con el cual se ha determinado la altura y distancia con
una gran exactitud. Así pues, una vez tomadas las mediciones se ha representado en la aplicación
informática como se puede observar en la figura 4.6.
Figura 4.6: Simulación localización en el programa PV.Syst [8]
A continuación, el software realiza un procedimiento similar al anteriormente explicado,
obteniéndose un gráfico en el que se muestran las pérdidas que producen dichos obstáculos en
nuestra generación a lo largo del año.
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Figura 4.7: Resultado de pérdidas por sombras anuales [8]
Finalmente, tras la simulación obtenemos el resultado total de pérdidas por sombras, alcanzando un
valor de 6,8% del total de la energía que incidiría en el caso ideal de recibir la máxima irradiación
posible sobre los módulos. Comprobando las especificaciones en el PCT-C-REV – julio 2011 del IDAE
observamos que las pérdidas máximas admisibles son de un 10% respecto a las perdidas por
sombreado, estando en este caso por debajo de dicho límite.
4.6. Dimensionado del cableado
El dimensionado del cableado de la instalación se ha realizado en función del marco normativo
existente para dicho cometido. Para determinar el tipo de cable y sección se hará uso del criterio más
restrictivo:


Según el ITC-BT40 y UNE 20460-7-712 la corriente máxima admisible por el cable ha de ser
menor al 125% de la corriente máxima que se puede producir.
Según el ITC-BT40 la caída de tensión máxima admisible en la sección ha de ser menor al
1,5% nominal.
El cableado se puede clasificar en dos grandes segmentos, el primero caracterizado por trabajar con
corriente continua, es decir, desde los módulos fotovoltaicos hasta el inversor. Y la segunda, desde el
inversor fotovoltaico hasta la conexión a red, trabajando en corriente alterna.
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4.6.1. Cableado entre módulos y caja de conexiones
El cableado entre paneles une los diferentes módulos entre sí hasta la caja de conexiones que unifica
la formación. Los paneles seleccionados ya llevan incorporados conexiones especiales TÜV de sección
de 4mm2 para realizar las interconexiones entre ellos. Sin embargo, hay que seleccionar el cableado
necesario para llevarlo hasta la caja de conexiones. Todos los ramales constan del mismo número de
módulos, por lo que la sección de conductor seleccionado será el mismo para todos. Como se ha
mencionado anteriormente, se analizarán los dos criterios de dimensionado y se seleccionará el más
restrictivo de ellos.
Criterio de máxima corriente admisible:
La corriente máxima admisible se obtiene cuando se alcanza la temperatura máxima en la
instalación. Así pues, como se indica el ITC-BT40 y en la regla UNE 20460-7-712 la intensidad máxima
que ha de ser capaz de soportar el dicho cableado ha de ser el 125% de la intensidad máxima en
cortocircuito. Mediante la expresión 4.9 calculamos:
𝐼𝑐𝑎𝑏−𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 ≥ 1.25 · 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐 = 1.25 · 8.98 = 11.225A
(4.9)
Dónde:
𝐼𝑐𝑎𝑏−𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔
Máxima intensidad que ha de ser capaz de soportar el cable
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐 Intensidad de cortocircuito del módulo
Para determinar la sección se han seguido las especificaciones de la norma AENOR EA 0038 en la
tabla correspondiente a la Intensidad máxima admisible en cables eléctricos para conexiones de
placas o paneles fotovoltaicos. Observamos que la sección mínima necesaria para cable al aire para
una temperatura ambiente de 60ºC que soporte una intensidad máxima de 11,225A es una sección
de 1,5mm2.
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Criterio de caída de tensión máxima:
Tal y como se expresa en el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del
IDAE la caída máxima admisible en el cableado de corriente continua ha de ser como máximo del
1,5%. Esto significa que dicha caída de tensión se ha de repartir entre el cableado antes del cuadro de
conexiones y entre el cuadro y el inversor. Por ello, en este caso vamos a realizar un reparto lógico
entre las caídas de tensión de cada segmento asignando el 0.7% de la caída entre los módulos y la
caja de conexiones, y el 0.8% restante entre las cajas de conexiones y el inversor. A partir de estos
datos calculamos la máxima caída de tensión en la parte del cableado de estudio con la expresión
4.10:
𝑆𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑓 ≥
2 · 𝐿𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐
∆𝑉𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔−1 (%)
· 𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 )𝑁𝑠 𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐
100
(4.10)
Dónde:
𝐿𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔
Distancia máxima del panel más alejado del armario, igual a 35m
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐 Valor de la corriente de cortocircuito del panel
∆𝑉𝑐𝑐−1 (%)
Porcentaje de la caída de tensión máxima, es decir 0,7
𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 )
Conductividad del cobre a 90ºC, cuyo valor es de 44m/Ω·m2
Obteniendo como resultado:
𝑺𝒔𝒕𝒓𝒊𝒏𝒇 ≥ 𝟒. 𝟓𝟗𝒎𝒎𝟐
Como los módulos llevan instalados cables de 4mm2, para el resto del cableado hasta la caja de
conexiones seleccionaremos un cable de 6mm2, de esta forma reduciremos ligeramente las pérdidas
existentes en este tramo. Por otra parte, como indica el REBT no se pueden instalar secciones de
cableado de menor sección que 6mm2. Así pues, en la instalación se emplearán dos conductor
unipolares de sección 6mm2 con una intensidad máxima de 72A con doble aislamiento de polietileno
reticulado (XLPE) y PVC bajo tubo para mayor protección.
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4.6.2. Cableado entre las cajas de conexiones e inversor
Para el cálculo de la sección del cableado entre las dos cajas de conexiones y el inversor se ha
procedido de manera análoga al caso anterior. Sin embargo, ahora la máxima distancia entre la caja
de conexión más lejana al inversor es de 60 m. Además, se ha de tener presente que se han instalado
dos cajas, por lo que cada una conduce la mitad de la intensidad de la instalación total, es decir, a
cada una se le conectan 6 strings.
Criterio de máxima corriente admisible:
En esta sección del cableado circula corriente continua, por lo que la sección se calcula como como
en el caso anterior, mediante la ecuación 4.9, teniendo en cuenta que circulará la intensidad de 6 de
los 12 ramales de la instalación.
𝐼𝑐𝑎𝑏−𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 ≥ 1.25 · 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑠𝑐−𝑠𝑡𝑐 · 𝑁𝑝 = 1.25 · 8.98 · 6 = 67,35A
Según este criterio, y consultando la tabla A52-1 bis facilitada en la norma UNE 20460-5-523 puede
verse que el cable solar necesario para soportar dicha intensidad tiene una sección mínima de 25
mm2.
Criterio de caída de tensión máxima:
Con respecto al criterio de máxima caída de tensión se ha de contemplar:
𝑆𝐶𝐶−1 ≥
2 · 𝐿𝐶𝐶−1 𝑁𝑝 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐
∆𝑉𝑐𝑐−1 (%)
· 𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 )𝑁𝑠 𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐
100
Dónde:
𝐿𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔
Distancia máxima del panel más alejado del armario, 60m
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐 Valor de la corriente de cortocircuito del panel, igual a 8.37A
∆𝑉𝑐𝑐−1 (%)
Porcentaje de la caída de tensión máxima 0,8
𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 )
Conductividad del cobre a 90ºC, cuyo valor es de 44m/Ω·m2
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𝑁𝑝
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Numero de ramas en paralelo, es decir 6
Se concluye:
𝑺𝑪𝑪−𝟏 ≥ 𝟐𝟖. 𝟗𝟕𝒎𝒎𝟐
De este modo, recurriendo de nuevo a la tabla A52-1 bis de la norma UNE 20460-5-523 concluimos
que la sección normalizada necesaria para este cableado ha de ser de 35 mm2. Con las mismas
especificaciones no eléctricas que en el caso anterior, dos cables unipolares con doble aislamiento de
polietileno reticulado (XLPE) y PVC bajo tubo. Con un valor de corriente máxima admisible de 174A.
Al estar bajo canalización, hay que aplicar una corrección de intensidad. Acudiendo el REBT
deducimos, que se reduce un 20% la intensidad máxima del conductor, pasando a ser de 139,2A,
muy superior a la producida en los módulos de 67,35A.
4.6.3. Cableado entre el inversor y el armario principal de CA
El cableado de esta sección está formado por las líneas de corriente alterna que salen del inversor y
llegan al armario principal de CA, en donde se encuentran todas las protecciones para el sistema
trifásico. Entre ambos no existe una distancia mayor de 5m, ya que ambos se alojan en la zona
superior del edificio. Al ser un circuito de corriente alterna, el cálculo de la sección se realiza
mediante una expresión para dicho tipo de corriente.
Criterio de máxima corriente admisible:
Puesto que se suponen unas condiciones de operación similares a la de la parte de CC, se recurre a la
tabla A52-1 bis de la norma UNE 20460-5-523, para la selección de la sección de cable normalizada.
Al igual que en CC, según el ITC-BT40 el cableado debe ser capaz de soportar un máximo de corriente
del 125% del máximo teórico.
𝐼𝑐𝑎𝑏−𝐶𝐴 ≥ 1.25 · 𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁 = 1.25 · 93 = 116.25A
Donde:
𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁 Máxima intensidad que puede existir a la salida del inversor.
Por lo tanto, según este criterio la sección necesaria sería de 25mm2.
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Criterio de caída de tensión máxima:
La máxima caída de tensión que puede existir en toda la línea de AC es del 1,5% de la tensión
nominal. Así pues, al existir dos tramos diferenciados (del inversor al armario de protecciones, y del
armario al cuadro de conexiones) se asigna una caída de tensión proporcional a la distancia que tiene
que recorrer cada tramo de cableado. Teniendo en cuenta este condicionante se ha asignado un
0.2% de la caída al primero un 1.3% al segundo.
La expresión para el cálculo de la sección de conductor en corriente alterna es la siguiente:
𝑆𝐶𝐶−1 ≥
√3 · 𝐿𝐶𝐴 · 𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁 cos 𝜑1
∆𝑉𝑐𝑎 (%)
)𝑉
100 · 𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 𝑔−∅∅
Donde:
𝐿𝐶𝐴
Longitud hasta el armario principal, 5m
𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁
Valor de la corriente de la salida del inversor, es decir 93A
cos 𝜑1
Valor proporcionado por el fabricante, igual a 1
∆𝑉𝑐𝑎 (%)
Máxima caída de tensión admisible, 0.2%
𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 )
Conductividad del cobre a 90ºC, cuyo valor es de 44m/Ω·m2
𝑉𝑔−∅∅
Tensión de conexión a la red trifásica = 400V
𝑺𝑪𝑪−𝟏 ≥ 𝟐𝟐. 𝟖𝟖𝒎𝒎𝟐
Relanzando los cálculos, obtenemos una sección necesaria de 22.88 mm2, trasladando a la tabla de
secciones normalizadas necesitaremos un conductor con una sección de 25mm2, el cual tendrá una
capacidad de conducción de intensidad máxima de 140A.
Finalmente seleccionaremos tres cables unipolares con conductor neutro de 25 mm2 con doble
aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y PVC con una intensidad máxima de 140A, valor
superior a la máxima intensidad a conducir de 93A.
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4.6.4. Cableado entre armario principal de CA y cuadro de conexiones
Al igual que en el primer tramo de CA, se utilizarán las mismas expresiones. Sin embargo en este caso
la distancia a recorrer es mayor ya que se ha de conducir la energía producida hasta la conexión con
la red de distribución.
Criterio de máxima corriente admisible:
Puesto que se suponen unas condiciones de operación similares a la de la parte de CC, se recurre a la
tabla A52-1 bis de la norma UNE 20460-5-523, para la selección de la sección de cable normalizada.
Al igual que en CC, según el ITC-BT40 el cableado debe ser capaz de soportar un máximo de corriente
del 125% del máximo teórico.
𝐼𝑐𝑎𝑏−𝐶𝐴 ≥ 1.25 · 𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁 = 1.25 · 93 = 116.25A
Donde:
𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁
Máxima intensidad que puede existir a la salida del inversor
Por lo tanto, según este criterio y acudiendo nuevamente a la norma la sección necesaria sería de
25mm2.
Criterio de caída de tensión máxima:
Como se ha argumentado anteriormente, a este tramo de línea se asigna una caída de tensión del
1,3%. Así pues, calculamos mediante la expresión :
𝑆𝐶𝐶−1
√3 · 𝐿𝐶𝐴 · 𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁 cos 𝜑1
≥
∆𝑉𝑐𝑎 (%)
)𝑉
100 · 𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 𝑔−∅∅
(4.11)
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Donde:
𝐿𝐶𝐴
Longitud hasta el armario principal, 90m
𝐼𝑔−𝑅𝑀𝑆−𝑁
Valor de la corriente de la salida del inversor, es decir 93A
cos 𝜑1
Valor proporcionado por el fabricante, igual a 1
∆𝑉𝑐𝑎 (%)
Máxima caída de tensión admisible, es decir 1.3%
𝜎(𝑇𝑚𝑎𝑥 )
Conductividad del cobre a 90ºC, cuyo valor es de 44m/Ω·m2
𝑉𝑔−∅∅
Tensión de conexión a la red trifásica, 400V
Operando, obtenemos el siguiente resultado:
𝑺𝑪𝑪−𝟏 ≥ 𝟔𝟑. 𝟑𝟔𝒎𝒎𝟐
Relanzando los cálculos obtenemos una sección necesaria de 63.36mm2, trasladando a la tabla de
secciones normalizadas necesitaremos un conductor con una sección de 70mm2, el cual tendrá una
capacidad de conducción de intensidad máxima de 269A.
Finalmente emplearemos tres cables de 70mm2 por fase, con conductor neutro, con doble
aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y PVC y una intensidad máxima de 269A, valor muy
superior a la máxima intensidad a conducir de 93A.
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4.7. Dimensionado de los tubos
Los conductores se instalarán bajo tubo metálico flexible para protegerlo frente a las condiciones
climáticas y sobre todo para evitar la degradación que pueden producir ciertos roedores sobre los
cables eléctricos. Así pues, para su dimensionamiento hemos recurrido a la Guía BT-21 en la que se
remite a la norma UNE-EN 50.086 -2-4 para la selección de la sección del tubo a instalar, mostrada en
la siguiente tabla.
Tabla 4.6: Criterio selección del diámetro de tubos
Por ello se empleará dos secciones de tubo distinto:
 Cableado de corriente continua, en la que en ningún tramo la sección del conductor
sobrepasa los 35mm2 y como máximo existen tres conductores a entubar se empleará un
tubo flexible de acero con recubrimiento plástico de 25mm2.
 Para la sección de corriente alterna en la que la sección de los conductores es mayor y con
un número total de cuatro conductores por tramo, se empleará un tubo de una sección de
63mm2 de la misma naturaleza que en el caso anterior.
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4.8. Dimensionado de protecciones
El dimensionamiento de las protecciones ha de hacerse de acuerdo con el REBT y el Real Decreto
1699/2011 con respecto a las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
4.8.1. Protecciones de CC:
El objetivo de las protecciones de corriente continua es velar por la seguridad e integridad tanto del
inversor como de los módulos fotovoltaicos. Al igual que todo el cableado pertinente. Todos ellos se
alojan en los dos armarios a instalar entre los módulos y el inversor.
Dimensionado de fusibles strings
Se instala un fusible por cada ramal con el objetivo de proteger el cableado de CC y los módulos de
unas posibles subidas de intensidad. Para ello se diseña de tal forma que la intensidad de corte sea
mayor que la máxima intensidad que pueda soportar el módulo en inversa y menor que la intensidad
máxima producida por el string. Se instalarán una serie de fusibles en las dos cajas de conexiones,
todos ellos iguales ya que trabajaran bajo las mismas condiciones y otros de mayor capacidad en el
armario general de CC. En todos ellos aplicaremos la norma IEC 60269-6, en la que se especifica que
el fusible debe interrumpir la corriente en el caso de que la intensidad circulante se 1,45% mayor a la
nominal.
Para el primer grupo de fusibles calculamos mediante la expresión 4.12:
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑎𝑥−𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎 ≤ 𝐼𝑓𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒−𝑛 ≤ 1,45 · 𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐
(4.12)
𝑉𝑚𝑎𝑥 ≥ 1.2 · 𝑉𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑝𝑝−𝑠𝑡𝑐 = 1.2 · 38.1 = 45.72𝑉
Donde:
𝐼𝑚𝑜𝑑−𝑚𝑎𝑥−𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎 Intensidad máxima del módulo en inversa
𝐼𝑓𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒−𝑛 Intensidad que debe cortar el fusible
𝑉𝑚𝑎𝑥
Tensión máxima que debe permitir el fusible
8.98𝐴 ≤ 𝐼𝑓𝑢𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒−𝑛 ≤ 12.14𝐴
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El objetivo principal de los fusibles de corriente continua es proteger los módulos de
sobreintensidades provenientes de la red de corriente alterna. Ya que la máxima intensidad que se
produciría en el caso de un cortocircuito en los paneles sería de 8,98A. Este valor no es peligroso
para el cableado de la instalación, ya que la sección es de 6mm2, capaz de soportar 67A.
Con estos resultados instalaremos 12 fusibles en cada una de las dos cajas de conexiones, es decir un
total de 24 unidades. Se han seleccionado los fusibles de 10A ya premontados en el armario de
protecciones de corriente continua.
Además, se ha de tener en cuenta que es imprescindible incluir un interruptor seccionador en el
armario principal de CC para poder desconectar del inversor el generador fotovoltaico en el caso de
que sea necesario. Por ello será seleccionado un interruptor con un poder de corte de 900V.
4.8.2. Protecciones de AC
Protecciones entre e inversor y armario de AC
El inversor seleccionado ya incluye las protecciones tanto para corriente continua y alterna como
para sobretensiones y cortocircuitos. Por ello, no es necesario añadir protecciones adicionales para
proteger este equipo frente a posibles fallos.
Protecciones entre inversor y armario de AC
Como se ha dicho anteriormente el inversor ya cuenta con las protecciones necesarias para
protegerse a sí mismo frente a posibles subidas de tensión o intensidad tanto proveniente del lado
de corriente alterna como de continua. Es por ello que no es necesario añadir más protecciones a
este equipo.
T an solo se instalará un interruptor magnetotérmico en el armario principal de AC de 100A de
corriente nominal que protegerá el cableado desde el punto de conexión de la acometida hasta el
inversor.
Puesta a tierra
Según el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red PCT-C-REV - julio 2011
IDAE Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía: Todas las instalaciones cumplirán con lo
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dispuesto en el Real Decreto 1699/2011 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones
fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
-La sección de la puesta a tierra de los módulos tendrá una sección de 6mm2 al igual que los
conductores de dicha fase, tal y como especifica la el REBT.
-La sección de la puesta de tierra entre la caja al inversor será de 16mm2 ya que está especificado
que si la sección de la fase es igual o menor de 35 mm2 la toma de tierra tendrá dicha sección.
- La puesta a tierra entre el inversor y el armario de AC tendrá una sección de 16 mm2 también por
tener una sección el conductor de la fase menor de 35mm2 en función de la norma,
- La sección de la puesta a tierra entre el armario de AC y el centro de transformación deberá tener
una sección tal que se cumpla:
𝑆𝑝 =
𝑆
2
-Es decir, como la sección de la línea es de 70 mm2, la sección del conductor de puesta a tierra
deberá tener una sección de 35 mm2. A continuación mostramos en la tabla 4.7 un resumen de las
secciones escogidas para cada tramo:
Tabla 4.7: Resumen secciones conductores de toma a tierra
Tramo
Sección (mm2)
Paneles a caja de conexiones
6
Caja de conexiones a inversor
16
Inversor a armario de AC
16
Armario de AC a red
35
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5. Presupuesto
A continuación se evalúa el coste total que supondrá la instalación del sistema fotovoltaico. Se ha
subdividido según el tipo de elementos por categorías. También por descripción, coste unitario, coste
del conjunto y coste total
Tabla 5.1: Coste módulos fotovoltaicos e inversor
Generador fotovoltaico
Artículo
Módulo fotovoltaico JINKO JKM260P
Inversor Trifásico Ingecom Sun 50 kW
UND.
228
1
precio unitario (€)
205,6
18181,8
SUBTOTAL
IVA 21%
TOTAL
precio final (€)
46.876,8
18.181,8
65.058,6
13.662,306
78.720,906
Tabla 5.2: Coste estructuras de soporte
Estructuras de soporte
Artículo
Estructura aluminio 2 módulos- TECHNO SUN
Estructura aluminio 3 módulos- TECHNO SUN
Estructura aluminio 5 módulos- TECHNO SUN
Estructura aluminio 7 módulos- TECHNO SUN
UND.
5
9
13
18
precio unitario (€)
173,19
263,4
334,78
444,23
SUBTOTAL
IVA 21%
TOTAL
precio final (€)
865,95
2.370,6
4.352,14
7.996,14
15.584,83
3.272,8143
18.857,6443
Tabla 5.3: Coste cableado
Cableado
Artículo
Longitud(m)
cableado entre ramales
cable rojo unipolar sección 6mm2
cable negro unipolar sección 6mm2
cable amarillo-verde unipolar sección 6mm2
Tubería corrugada 32mm diámetro
cableado entre caja de conexiones e inversor
450
450
450
225
precio
(€)
4,352
4,352
4,352
3,18
unitario precio
final (€)
1.958,4
1.958,4
1.958,4
715,5
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cable rojo unipolar sección 35mm2
cable negro unipolar sección 35mm2
cable amarillo-verde unipolar sección 35mm2
Tubería corrugada 32mm diámetro
cableado entre inversor y armario CA
cable rojo unipolar sección 25mm2
cable negro unipolar sección 25mm2
cable azul unipolar sección 25mm2
cable amarillo-verde unipolar sección 25mm2
Tubería corrugada 50mm diámetro
cableado entre armario CA y cuadro general CA
cable rojo unipolar sección 70mm2
cable negro unipolar sección 70mm2
cable azul unipolar sección 35mm2
cable amarillo-verde unipolar sección 90mm2
Tubería corrugada 50mm diámetro
120
120
120
120
21,738
21,738
21,738
3,18
2.608,56
2.608,56
2.608,56
381,6
5
5
5
5
5
16,547
16,547
16,547
16,547
9,94
82,735
82,735
82,735
82,735
49,7
90
90
90
90
90
41,45
41,45
41,45
21,738
9,94
SUBTOTAL
IVA 21%
TOTAL
3.730,5
3.730,5
3.730,5
1.956,42
894,6
29.221,14
6.136,4394
35.357,5794
Tabla 5.4: Coste elementos de operación y maniobra
Elementos de protección y maniobra
Artículo
UND.
Protección CC
Armario
2
Protección CA
Armario
1
contador E 360
1
precio unitario (€)
precio final (€)
875
1.750
671
556
SUBTOTAL
IVA 21%
TOTAL
671
556
2.977
625,17
3.602,17
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Tabla 5.5: Coste transporte, montaje y otros
Transporte, motaje y otros
Montaje e instalación de equipos
Proyecto técnico y trámites
otro material
UND.
1
1
1
precio unitario (€)
7000
3000
250
SUBTOTAL
IVA 21%
TOTAL
precio final (€)
7.000
3.000
250
10.250
2.152,5
12.402,5
Tabla 5.6: Coste
Total Generador fotovoltaico
Total estructuras de soporte
Total cableado
Totl elementos de protección
Total transporte, montaje y otros
TOTAL sin IVA
IVA 21%
TOTAL
Importe (€) sin IVA
67.338,6
15.584,83
29.221,14
2.977
10.250
125.371,57
26.328,0297
151.699,6
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6. Estudio de viabilidad
Durante los últimos años el sector de la energía fotovoltaica ha sido extremadamente inestable a
causa de las variaciones de su regulación desde sus inicios a principios de la década del 2000. Siendo
éste un sector incipiente, se tomaron medidas para su promoción en la que se eliminaron las
barreras de económicas para la conexión a la red eléctrica. Posteriormente en el Real Decreto
436/2004 se establecieron una serie de primas para favorecer esta tecnología. A raíz de este decreto
y el posteriormente publicado RD 661/2007, España se convirtió en uno de los principales países con
más energía fotovoltaica instalada. Sin embargo a raíz del RD 1.565/2010 las inversiones en nuevos
parques generadores se paralizaron, ya que la estabilidad de las remuneraciones quedaba
comprometida. Como se muestra en la figura 6.1 podemos ver una clara correlación entre la entrada
en vigor de cada nueva legislatura con la potencia instalada en cada periodo:
Figura 6.1: Potencia fotovoltaica mensual instalada (Febrero 2006-2011) [11]
Ahora mismo está en proceso de aprobación un Real Decreto mediante el cual se pretende introducir
un nuevo impuesto dividido en dos, uno en función de la potencia contratada y otro variable en
función de la energía autoconsumida. Este hecho está justificado con el razonamiento de que hay
que contribuir de igual forma a la financiación del sistema eléctrico que al resto de usuarios de la red.
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Ante este panorama de inestabilidad legislativa resulta complicado poder realizar una estimación de
la viabilidad económica de la instalación fotovoltaica diseñada. Sin embargo, trataremos de ser lo
más conservadores posibles.
En primer lugar, tras realizar el análisis de la producción anual esperada, hemos de suponer cuánta
de ella vamos a autoconsumir y cuánta de ella vamos a verter a la red. Como se ha calculado
anteriormente, se ha deducido que se producirán del orden de 85275 kWh/año, sin embargo, al no
ser iguales las curvas de producción y consumo no será posible utilizar para la propia instalación toda
la energía producida. Es decir, si en los momentos centrales del día, en donde se produce una gran
cantidad de energía no se consume toda parte deberá ser inyectada a la red, y viceversa. Así pues, a
efectos de este trabajo fin de grado, y a falta de un estudio completo de las curvas de demanda del
colegio realizaremos una hipótesis en la que supondremos que autoconsumiremos el 70% de la
energía producida, y verteremos a red el 30% restante. Esta es una aproximación que debería ser
contrastada con un estudio de la demanda realizada de forma exhaustiva para obtener un análisis
económico más preciso.
Además, como indica el fabricante de los módulos en las especificaciones técnicas, hemos de tener
en cuenta una pérdida de rendimiento del 0,8% anual durante los próximos 25 años.
Por último, cabe realizar una hipótesis aproximada de ciertos valores para el cálculo aproximado, en
los que tendremos:
 En tanto que no se apruebe el borrador de la reforma de las retribuciones para el sector
fotovoltaico consideraremos la venta de energía a la red como:
Precio Pool- Peaje de acceso-representación=4.2c.€/kWh-0.05 c.€/kWh-0.085 c.€/kWh= 4.07 c.€/kWh
 Por otra parte, con respecto a la energía autoconsumida, a expensas de que no se
imponga ninguna tarifa de respaldo prevista en el borrador, puede considerarse que la
energía ahorrada se descuenta del recibo eléctrico. Así pues, tal como se observa en la
propia factura podemos discernir tres precios variables como se muestra en la tabla 4.13:
Tabla 6.1: Costes eléctricos por franja horaria
Franja horaria
Punta
Llano
Valle
Coste (€/kWh)
0.124675
0.102539
0.070596
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Tabla 6.2: Discriminación horaria
Zona
Invierno
Península
Punta
18-22
Verano
Llano
8-18, 22-24
Valle
0-8
Punta
11-15
Llano
8-11, 15- 24
Valle
0-8
Teniendo en cuenta la franja horaria asociada a cada una, como se pude observar en la tabla 4.14,
podemos estimar un precio medio entre punta y llano ya que el colegio tiene su máxima actividad
entre las 8:00 a.m y las 17.00 p.m. Es decir, supondremos un coste de la energía de 0,11 céntimos
€/kWh.
 Además hemos de tener en cuenta un coste asociado de mantenimiento y seguro al que le
asignaremos un valor orientativo de 650 € anuales
 Por último, debemos estimar el valor de la inflación Española para los próximos años. Para
ello recurrimos a estudiar los valores de los últimos años, en los que ha pasado a estar
negativo como en la actualidad. Sin embargo, para este caso lo consideraremos ligeramente
positivo asignándole un valor de 0,2%.
Tabla 6.3: Análisis económico
Año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
coste
manten.
0,00
650,00
651,30
652,60
653,91
655,22
656,53
657,84
659,15
660,47
661,79
663,12
664,44
665,77
667,10
668,44
669,78
671,11
672,46
673,80
energía
autocon.
0,00
59692,50
59160,06
58632,37
58109,38
57591,06
57077,37
56568,25
56063,68
55563,61
55068,00
54576,80
54089,99
53607,53
53129,36
52655,46
52185,79
51720,31
51258,98
50801,76
energía a
red
0,00
25582,50
25354,31
25128,16
24904,02
24681,88
24461,73
24243,54
24027,29
23812,97
23600,57
23390,06
23181,43
22974,65
22769,73
22566,63
22365,34
22165,85
21968,13
21772,18
precio
factura
0,110
0,110
0,110
0,111
0,111
0,111
0,111
0,112
0,112
0,112
0,112
0,112
0,113
0,113
0,113
0,113
0,114
0,114
0,114
0,114
precio
red
0,047
0,047
0,047
0,047
0,047
0,047
0,048
0,048
0,048
0,048
0,048
0,048
0,048
0,048
0,048
0,048
0,049
0,049
0,049
0,049
caja
-151699,60
7134,09
7078,79
7023,86
6969,30
6915,10
6861,27
6807,80
6754,69
6701,94
6649,54
6597,50
6545,80
6494,45
6443,44
6392,78
6342,45
6292,47
6242,81
6193,49
ahorro
acumulado
-151699,60
-144565,51
-137486,72
-130462,87
-123493,57
-116578,47
-109717,20
-102909,40
-96154,70
-89452,76
-82803,22
-76205,72
-69659,92
-63165,47
-56722,03
-50329,25
-43986,79
-37694,33
-31451,51
-25258,02
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20
21
22
23
24
25
675,15
676,50
677,85
679,21
680,57
681,93
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50348,62
49899,53
49454,44
49013,32
48576,13
48142,85
21577,98
21385,51
21194,76
21005,71
20818,34
20632,65
0,114
0,115
0,115
0,115
0,115
0,116
0,049
0,049
0,049
0,049
0,049
0,049
6144,50
6095,84
6047,51
5999,49
5951,80
5904,43
-19113,51
-13017,67
-6970,16
-970,67
4981,13
10885,56
A continuación procedemos a estimar los parámetros que nos determinarán la viabilidad del
proyecto. Para ello nos basaremos en la evaluación del VAN y el TIR.
Valor actual neto (VAN)
El valor actual neto es un mecanismo que permite calcular el valor presente de un conjunto de flujos
de cajas futuros como consecuencia de una inversión. El procedimiento consiste en descontar
respecto al momento inicial o tiempo 0 todos los flujos de caja futuros generados en proyecto, y
comparar dicha cantidad con la inversión inicial. Para ello hemos de tener en cuenta una tasa de
actualización o de descuento del coste medio ponderado de capital y la tasa de inflación del periodo.
Cuando dicho resultado es positivo es recomendable que el proyecto sea aceptado, en caso
contrario, indica que el valor actual del futuro proyecto es menor que el coste de la inversión.
En este caso se va a tomar un valor de inflación pequeño ya que al encontrarnos actualmente en un
periodo económicamente complicado, el valor de la inflación española actual se encuentra en
valores negativos, concretamente a -0.182%. En nuestra evaluación supondremos un valor positivo,
pero muy reducido, concretamente 0.206% [12] que es la inflación existente en el año 2014.
Además, puesto que el proyecto tiene una vida útil de unos 25 años, tomaremos como referencia el
valor del bono español a 30 años para asignar un valor a los intereses. Así pues, en la actualidad los
intereses a día de hoy están en el 3,292%. [13]
Así pues, utilizamos la expresión 6.1 para el cálculo del VAN:
𝑛
𝑉𝐴𝑁 = ∑
𝑡=1
𝑉𝑡
− 𝐼𝑜 = −40610,93€
(1 + 𝑘)𝑡
(6.1)
A la vista de este indicador económico, el proyecto no es económicamente rentable ya que su
resultado es negativo y elevado.
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Tasa interna de retorno (TIR)
La tasa interna de retorno de una inversión es el promedio geométrico de los rendimientos futuros
esperados de dicha inversión. Puede ser entendida como el valor de la tasa de descuento que hace
que el valor actual neto será igual a cero. Este indicador económico puede ser empleado para evaluar
la rentabilidad de un proyecto, es decir, a mayor TIR, mayor será la rentabilidad de la inversión.
Como se ha dicho, mediante la expresión 6.2 calculamos el TIR. Es decir, igualando el VAN a cero:
𝑛
𝑉𝐴𝑁 = ∑
𝑡=1
𝑉𝑡
− 𝐼𝑜 = 0
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡
(6.2)
TIR=0.56%
Es decir, este indicador nos muestra que el proyecto tiene una baja rentabilidad económica y a priori
no parece económicamente viable.
Periodo de retorno:
Por otra parte se ha analizado el periodo de recuperación de la inversión en función de la hipótesis
establecida inicialmente. En consecuencia nos encontramos con que no recuperamos todo el capital
inicial hasta el año vigesimotercero, resultando un periodo excesivamente largo teniendo en cuenta
la vida útil de la instalación supuesta en 25 años.
Sin embargo, al igual que el resto de parámetros calculados, son dependientes a las hipótesis
planteadas inicialmente, al igual que de la regulación del sector. Así pues antes de tomar ninguna
decisión respecto a la viabilidad económica del proyecto se debería realizar un estudio exhaustivo de
los diferentes parámetros que pueden afectar a su viabilidad económica, y con esos resultados tomar
una decisión respecto a su ejecución.
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7. Conclusiones
A la vista del análisis realizado y los resultados obtenidos, podemos concluir que en el aspecto
económico el proyecto no resulta viable debido a la reducción de retribuciones a la energía solar en
el marco legislativo actual. Durante los últimos años han existido grandes cambios en la normativa
referente a las retribuciones de las energías renovables en un periodo muy corto de tiempo,
introduciendo cierta sensación de inestabilidad nada alentadora para realizar nuevas inversiones.
Hemos de tener en cuenta que, debido a la naturaleza de estas instalaciones, los costes de operación
y mantenimiento son especialmente reducidos, no así la inversión inicial de la instalación. Es por ello
que es imprescindible una férrea legislación que asegure la estabilidad del sector a largo plazo ya que
los periodos de recuperación de la inversión inicial requieren cierto margen para ser rentabilizado.
Respecto al tema medioambiental, la energía solar fotovoltaica debe ser un pilar básico para el
cambio del modelo energético basado en los combustibles fósiles hacia un nuevo sistema basado en
las energías limpias tanto eólica, solar térmica, mareas y fotovoltaica. Ya que existe la tecnología que
permite su aprovechamiento de forma rentable, con su promoción será viable un mayor desarrollo
de las técnicas de fabricación en las que se consiga reducir los costes asociados. Así pues, con nuestra
instalación hemos conseguido reducir las emisiones de gases de efecto invernadero ya que hemos
sustituido casi un 47% de la demanda eléctrica de la institución que provenía de la red y a su vez en
un alto porcentaje de centrales térmicas por energía limpia proveniente del sol, con ello se ha
conseguido evitar la emisión de 17,705 t CO2/año.
Por último se ha conseguido demostrar que el autoconsumo es una alternativa técnicamente viable y
necesaria, ya que existe la tecnología necesaria para aprovechar la energía gratuita proveniente del
sol para satisfacer sino total, parcialmente, la demanda eléctrica. Este proyecto sirve como base para
el inicio del cambio de modelo actual basado en grandes centrales eléctricas alejadas de los puntos
de consumo -generando grandes pérdidas en las líneas de transmisión- a uno basado en la
generación distribuida, en la que un gran número de pequeños generadores a escala local o
particular producen parte de la demanda eléctrica mediante energías renovables tales como la solar
o la eólica. Debemos tener presente el caso de un país como España, donde la ausencia casi total de
hidrocarburos nos hace dependientes de países exportadores de los que nos vemos forzados a
adquirir combustibles de forma incondicional. Sin embargo, nuestra idílica localización nos convierte
en unas de las zonas con mayor irradiación anual que podría ser aprovechada por distintos sistemas
solares para alcanzar un cierto grado de autoabastecimiento nada despreciable, que repercutiría
positivamente en nuestra sociedad y economía.
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8. Planos
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Para búsqueda de información general:
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(2006)Fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la energía solar Fotovoltaica. Madrid:
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